Orientador: Osvair Vidal Trevisan

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências

Resumo: O processo de recuperação de óleo pelo deslocamento com CO2 é um método líder na recuperação melhorada de óleos leves e médios. No entanto, a rápida irrupção do CO2 no poço produtor e a baixa eficiência de varrido diminuem sua atratividade. Uma alternativa mais eficiente é a injeção de água...

Resumo: O processo de recuperação de óleo pelo deslocamento com CO2 é um método líder na recuperação melhorada de óleos leves e médios. No entanto, a rápida irrupção do CO2 no poço produtor e a baixa eficiência de varrido diminuem sua atratividade. Uma alternativa mais eficiente é a injeção de água carbonatada (IAC). Um dos fatores mais importantes para a compreensão deste processo é o coeficiente de partição, que quantifica a quantidade de CO2 transferida da água carbonatada injetada para o óleo do reservatório durante o deslocamento. A sua determinação é de vital importância para o planejamento e a simulação da injeção de água carbonatada. Contudo, há poucos estudos experimentais publicados sobre o levantamento deste parâmetro. O objetivo deste trabalho é estudar o coeficiente de partição do CO2 entre as fases óleo e água, para determinadas condições PVT e obter uma gama de parâmetros que possam ajudar na simulação e avaliação do processo para uma futura aplicação no campo. Considerando que a repartição de CO2 entre ambas as fases é refletida no aumento dos volumes iniciais da salmoura e do óleo (testes de inchamento), é desenvolvida uma metodologia baseada num estudo teórico e experimental, que avalia o aumento do volume conjunto da mistura do óleo recombinado e a salmoura carbonatada ao entrarem em contato, nas condições de injeção (pressão de 9.000 psi, temperatura de 64 ºC. Outras medidas de interesse, na caracterização do processo, são o ponto de bolha, o fator volume-formação do óleo, a razão gás-óleo, viscosidades e densidades. Duas etapas foram desenvolvidas para a avaliação do inchamento da mistura de água carbonatada com óleo: teórica, com um programa de simulação de PVT (WinProp), e experimental, com um sistema de garrafas PVT e com uma célula PVT visual. Dentro dos resultados mais significativos consta uma caracterização do óleo do reservatório com sua representação numérica por meio da equação de estado de Peng-Robinson (1978). Assim como a estimativa do coeficiente de partição do CO2 entre as fases óleo e água para as condições especificadas de pressão, temperatura e razão molar óleo-água. Alem disso, descreve-se uma metodologia para a determinação do coeficiente de partição, que durante sua execução, revelou vários aspetos, que fornecem um grande aprendizado para trabalhos futuros relacionados com o tópico

Abstract: Oil recovery process by carbon dioxide displacement is the leader improved recovery method applied to light and medium oil reservoirs. Nevertheless, the effects of early breakthrough and poor reservoir sweep let it a less attractive method. The flooding with carbonated water is a more...

Abstract: Oil recovery process by carbon dioxide displacement is the leader improved recovery method applied to light and medium oil reservoirs. Nevertheless, the effects of early breakthrough and poor reservoir sweep let it a less attractive method. The flooding with carbonated water is a more efficient choice. The partition coefficient is one of the key parameters driving the process; it quantifies the CO2 amount transferred from the injected carbonated water to reservoir oil. The aim of the present investigation is to study the CO2 partition coefficient between oil and water phases for specific PVT conditions and to obtain some experimental data for the reservoir simulation input. Taking into account that CO2 partition between both phases reflects in the increase of the initial volumes of the brine and oil, a methodology based on theoretical and experimental study was created. It made possible to estimate, under injection condition (9000 psi the pressure and 64 ºC the temperature), the swelling of the final volume of carbonate water and oil mixture. Other essential parameters, as reservoir oil bubble point, oil formation volume factor, gas oil ratio, densities and viscosities were measured. Two stages were performed to evaluate the mixture swelling effect of carbonate water with oil: the simulation modeling, by using the PVT simulation program (WinProp) and lab experiments, by using a PVT bottle and a PVT cell. With the obtained results the reservoir oil was characterized with its numerical representation via a Peng-Robinson equation of state (1978). The CO2 partition coefficient value between oil and water was assessed for specific conditions of pressure, temperature and molar water-oil ratio. Also a methodology for estimation of the partition coefficient was described and tested